Revista Ingeniería Petrolera Mayo-Junio 2023

Petrolera Ingeniería Contenido

152-161

Órgano de Divulgación Técnica e Información de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A.C. Vol. 63, No. 3, MAYO-JUNIO DE 2023

www.aipmac.org.mx/editorial/

Creación de valor y optimización de tiempo mediante la automatización de procesos y análisis técnicos en la Región Sur

Giddel Hernández Martínez

Jorge Enrique Paredes Enciso

Humberto Iván Santiago Reyes

Eder Castañeda Correa

Ángel Adrián Ramírez Méndez

162-180

Caracterización de los fluidos de un yacimiento de gas y condensado, cercano al punto crítico

Ana Belén Cruz Barrera

Alfredo León García

José Luis Bashbush Bauza

Fernando Samaniego Verduzco

181-192

Optimización de la terminación y explotación basados en el acoplamiento de registros presión-temperaturaRG y la entrada de fluidos yacimiento-pozo

Julio César Terrazas Velázquez

193-203

“Tectónica salina”, actividad e influencia en las secuencias depositadas durante el Mesozoico

Rodrigo Portillo Pineda

Luis Lauro Villanueva Gonzalez

Verónica Alicia Muñoz Bocanegra

Rolando Heberto Peterson Rodríguez

Foto de portada: cortesía de Pemex.

INGENIERÍA PETROLERA.- Publicación bimestral editada por la Asociación de Ingenieros Petroleros de México A.C., Av. Melchor Ocampo 193, Torre A piso 12, Col. Verónica Anzúres, Alcaldía Miguel Hidalgo, Ciudad de México, C.P. 11300, Tels: 5260 2244 y 5260 7310; a cargo de 4AM FOR ADVERTISING AND MARKETING S.A. DE C.V., Enrique J. Palacios No. 108, Col. Prado Ermita, C.P. 03590, Alcaldía Benito Juárez, Ciudad de México, Tel: 55 3211 6077. Certifcado de reserva de Derechos al Uso Exclusivo núm. 04-2019-041219030400-203 ante la Dirección General del Derecho de Autor. Toda la correspondencia debe dirigirse a la Asociación de Ingenieros Petroleros de México A.C. EL CONTENIDO DE LOS ARTÍCULOS TÉCNICOS ES RESPONSABILIDAD DEL AUTOR.

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Universidad Nacional Autónoma de México

Universidad Nacional Autónoma de México

técnica

Creación de valor y optimización de tiempo mediante la automatización de procesos y análisis técnicos en la Región Sur

Giddel Hernández Martínez

Jorge Enrique Paredes Enciso Humberto Iván Santiago Reyes Eder Castañeda Correa

Ángel Adrián Ramírez Méndez

PEP, STEP-GPET

Información del artículo recibido en 2022-revisado-evaluado-corregido y aceptado en abril 2023

Resumen

Idealmente, el ingeniero debería dedicar el máximo de su tiempo al entendimiento del comportamiento del yacimiento. Sin embargo, se ha identificado que un porcentaje alto se dedica a la recopilación de información. La reducción de tiempos destinados al manejo de la información es una gran área de oportunidad para la creación de valor y el crecimiento técnico de los profesionistas. Para contribuir con este objetivo, se identificaron los procesos internos principales, bases de datos, gráficos especializados, integr ándolos en una herramienta que fue nombrada APPY (Análisis Prácticos y Procesos de Yacimientos). Para fines prácticos se utilizó Microsoft Excel™ como la plataforma para el desarrollo del trabajo. Esta herramienta la diseñaron especialistas con conocimientos de los procesos que contribuyeron a una creación especializada para las necesidades de la Región Sur. A grandes rasgos la herramienta cumple con los objetivos siguientes: estandarización de bases de datos de producción, aforos, petrofísicas, intervalos productores, intervenciones a pozos e información de laboratorio (corte de agua, salinidad, cromatografía, entre otros); diagnóstico de irrupción de agua y/o gas; estimación de las reservas remanentes por pozo y cálculo de su declinación; prorrateo de la producción para pozos que producen diferentes arenas simultáneamente y finalmente, sirve como enlace para las diferentes aplicaciones utilizadas por los ingenieros. La herramienta se ha implementado en seis campos y derivado de su uso, se redujo a la mitad el personal destinado al estudio.

Palabras clave: Administración integral de yacimientos, estandarización de bases de datos , herramienta práctica.

Value creation and time optimization through process automation and technical analysis in the South Region

Abstract

Ideally, engineers should devote most of their time to better understand reservoir behavior. In real life, though, most of this process is dedicated to gathering information. Therefore, to strengthen technical growth, data management time optimization is an important improvement area. With this purpose in mind, important internal processes such as data bases and specialized plots were identified and integrated into a work development platform: APPY (for its Spanish acronym Practical Analyses and Reservoir Processes). The platform was developed o Microsoft Excel. This tool was designed by specialists who knew firsthand the South Production Region needs. APPY meets the following targets: standardize production data bases, well test data bases, petrophysics information, perforations, intervention history, lab

info (water cut, salinity, chromatography result, etc.), water & gas breakthrough diagnosis, remaining reserve volumes per well, production decline analyses, production allocation for wells comprising several simultaneous sands while merging different application used by the specialists. This tool has been implemented in six fields, reducing the needed staff by half.

Keywords: Reservoir Managemente, Data Base Standarization, useful practical tool.

Introducción

La razón principal de un ingeniero de yacimientos es la estimación de reservas y proponer las estrategias más adecuadas para su recuperación. La reducción del tiempo dedicado al manejo y procesamiento de la información cobra importancia vital, ya que permite invertir tiempo y recursos en el análisis del comportamiento de los yacimientos y en propuestas para optimizar su desarrollo. En este trabajo se presenta una herramienta orientada hacia la Administración Integral de Yacimientos (AIY), la cual se implementó en campos de la Región Sur para mejorar el control de la información, optimizar los procesos internos y facilitar los análisis técnicos de ingeniería básica de yacimientos.

Problemática

Idealmente, el ingeniero debería dedicar el máximo de su tiempo al entendimiento y predicción del comportamiento del yacimiento con toda la cantidad de información con que cuenta. Sin embargo, se ha identificado que un alto porcentaje de tiempo se dedica a la recopilación y organización de información. La reducción de tiempos destinados al manejo de la información es una gran área de oportunidad para la creación de valor y el crecimiento técnico de los profesionistas. Para contribuir con este objetivo, se identificaron los principales procesos internos, bases de datos de producción oficial, mediciones a boca de pozo, información de laboratorios (Agua-Salinidad, Sedimentos, Cromatografías, PVT, entre otros), gráficos especializados e información relevante por los principales proyectos y se integraron en una herramienta que fue nombrada APPY (Análisis Prácticos y Procesos de Yacimientos).

Desarrollo

Esta herramienta fue diseñada por especialistas de PEP con conocimientos de los procesos que contribuyeron a la creación de un “traje a la medida” para las necesidades de

la Región Sur. Sin embargo, la herramienta no está limitada a usarse en otras Regiones u otros proyectos petroleros. Para fines prácticos se utilizó Microsoft ExcelTM VBA como plataforma para el desarrollo del trabajo y se empleó el apoyo de la literatura para desarrollar la aplicación (Torres, 2016; Walkenbach, 2019).

La herramienta cumple con los siguientes objetivos: estandarización de bases de datos de producción, aforos, petrofísicas, intervalos productores, intervenciones a pozos e información de laboratorio, (corte de agua, salinidad, cromatografía, entre otros) y tenerlos en un solo lugar; diagnóstico de irrupción de agua y/o gas en cada pozo; estimación de las reservas remanentes técnicas por pozo y cálculo de su declinación; detectar cambios en las propiedades de los fluidos producidos (°API, Fw, densidad del gas producido) que indican o corroboran el avance del contacto agua-aceite o el momento en que la presión de saturación fue alcanzada; prorrateo de la producción para pozos que producen de diferentes arenas simultáneamente y finalmente, sirve como enlace para las diferentes aplicaciones utilizadas por los ingenieros de yacimientos.

La herramienta está dividida en cinco módulos: Principal, Declinación, Análisis, Campo y Prorrateo. Los módulos presentados son flujos de trabajos que los ingenieros de yacimientos aplican de forma rutinaria en la práctica y que hay mucha información en la literatura que lo sustenta, (Essley, 1965; Poston y Poe, 2008; Mukhanov et al. 2018).

En la Figura 1, se muestra el módulo Principal, el cual tiene la función de cargar los datos de entrada y visualizar los parámetros principales del pozo, como lo es producción de aceite, gas y agua, datos de laboratorio, mediciones, historial de intervenciones, etc.

Giddel Hernández Martínez, Jorge Enrique Paredes Enciso, Humberto Iván Santiago Reyes, Eder Castañeda Correa, Ángel Adrián Ramírez Méndez

En el módulo Declinación, se puede realizar un análisis de la declinación de la producción de aceite, estimación de ROA y RRA técnica, a partir de los gráficos Qo versus Np, Qo versus tiempo y Qo/# de pozos versus tiempo,

ver la Figura 2. Este módulo también está enfocado para efectuar análisis de la declinación sectorial, con el objetivo de estimar el comportamiento esperado de un pozo nuevo, orientado a ese sector del yacimiento.

En la Figura 3, se muestra el módulo Análisis, el cual consiste en una serie de gráficos especializados dedicados al diagnóstico de la problemática de los pozos. Se cuentan con gráficos como: Chan, °API-tiempo, RGA-Np, agua/ salinidad-tiempo, RAA-tiempo y tiempos de balance de materia. El objetivo de este módulo es detectar cambios en las propiedades de los fluidos producidos (°API, Fw, RGA), que son indicios de cambios en la dinámica de flujo del yacimiento.

El módulo Campo permite visualizar la producción a nivel de campo, yacimiento y bloque, diseñado específicamente para la evaluación de la conectividad hidráulica entre yacimientos. Esta sección tiene la flexibilidad de proporcionar los datos históricos de producción (qo, qg, qw, Np, Gp y Wp) a los programas comerciales para realizar balance de materia, ver la Figura 4.

Figura 1. Módulo principal.

Figura 2. Módulo de la declinación.

Módulo de Prorrateo: Utilizado en casos donde un pozo produce simultáneamente de dos o más arenas y no se cuenta con medición de cada intervalo. Esta situación se

observa principalmente en los campos del Activo Cinco Presidentes, como se muestra en la Figura 5

Hernández Martínez, Jorge Enrique Paredes Enciso, Humberto Iván Santiago Reyes, Eder Castañeda Correa, Ángel Adrián Ramírez Méndez

Figura 3. Módulo de análisis de yacimientos.

Figura 4. Módulo de campo.

Creación de valor y optimización de tiempo mediante la automatización de procesos y análisis técnicos en la Región

Para realizar el prorrateo de producción se utiliza la capacidad de flujo de cada arena (kh), dividiendo proporcionalmente la producción del pozo en función de esta variable. En la

Figura 5. Producción simultánea de arenas.

Figura 6. Flujo de trabajo y prorrateo de la producción.

Figura 6 se muestra de un flujo de trabajo utilizado para el prorrateo de producción.

De forma general, la herramienta está diseñada para utilizarse con un mínimo de capacitación y conocimientos previos de informática; la idea es tener una herramienta práctica que facilite las tareas del día a día del ingeniero de

yacimientos, sin comprometer la calidad de los análisis. En forma resumida el flujo de trabajo de la herramienta APPY se presenta en la Figura 7.

Resultados

La herramienta se ha implementado en seis campos de la Región Sur, y derivado de su uso, se redujo a la mitad el personal destinado al estudio y seguimiento de estos campos.

La herramienta fue usada para estimar la ventana de aceite en un campo de la Región Sur productor en YNF de

la formación JSK y JST, donde se diagnosticaron las causas posibles de irrupción de agua en los pozos a partir de los gráficos especializados, y se identificó una zona libre del CAAA donde es posible perforar 7 pozos y 3 reentradas, como se muestra en la Figura 8.

Giddel Hernández Martínez, Jorge Enrique Paredes Enciso, Humberto Iván Santiago Reyes, Eder Castañeda Correa, Ángel Adrián Ramírez Méndez

Figura 7. Flujo de trabajo herramienta APPY.

Creación de valor y optimización de tiempo mediante la automatización de procesos y análisis técnicos en la

En la Figura 9, se presenta un segundo caso donde se aplicó la herramienta APPY para la discretización de la producción de un campo de areniscas, posteriormente, se estimó el volumen original de aceite de la arena con mayor producció; se realizó un análisis de caracterización dinámica y se concluyó que: se identificó que el yacimiento

está compartamentalizado; El yacimiento es volumétrico; Se estimó el volumen original en 118.30 MMb; utilizando el modelo de balance de materia se realizaron sensibilidades a la inyección de agua identificándose oportunidades para incrementar el factor de recuperación de 15% 23%.

Figura 8. Caso de aplicación de APPY para la caracterización dinámica de un yacimiento naturalmente fracturado con irrupción de agua.

Figura 9. Caso de aplicación de APPY para la caracterización dinámica de un campo con producción de pozos de diferentes yacimientos simultáneamente.

El estandarizar las bases de datos de los campos permite que cualquier ingeniero que le sea cedido un campo sepa dónde y cómo consultar y analizar la información, sin necesidad de invertir tiempo en familiarizarse con una nueva base de datos. Así, su inversión de tiempo se enfocará principalmente en el análisis para la estimación de reservas y proponer las estrategias más adecuadas para su recuperación.

En la Figura 10, se muestra el tiempo que se consumió en una computadora con prestaciones estándar en

función al número de pozos que contienen los campos. Los resultados fueron muy similares en tiempo para los módulos. El módulo de Análisis está enfocado en yacimientos de aceite, se identificó que el campo con 12 pozos tiene menos información de laboratorio y por ser un yacimiento de gas y condensado consumió más tiempo de máquina. Es un área de oportunidad para mejorar en la siguiente versión. Por otra parte, para el caso del módulo de Prorrateo de la producción, el consumo de tiempo no es considerable en función de incrementar la información de intervalos a discretizar.

Conclusiones

El trabajo presente se desarrolló con el objetivo de tener la mayor cantidad de información disponible de los campos petroleros en un solo lugar, para su análisis de manera práctica y disminuir las horas hombre de trabajo.

La macro propuesta no sustituye ningún software comercial; es una herramienta que complementa los procesos internos de una empresa de E y P y el análisis de la ingeniería de yacimientos.

La herramienta no requiere de una licencia, por lo que es muy práctica para usarse cuando se trabaja desde casa.

La herramienta cuenta con certificado de derechos de autor como manual para el usuario y como programa de cómputo con el No. 03-2021-100114262600-01 y No. 03-2021100114270500-01, respectivamente.

Se evaluó el rendimiento de la herramienta en una computadora con prestaciones estándar y los resultados fueron que, al aumentar la cantidad de información para el análisis no incrementa considerablemente el tiempo de la máquina para realizar sus funciones.

La herramienta APPY es de gran ayuda para realizar estudios de caracterización dinámica de yacimientos, se pueden realizar análisis prácticos y básicos de ingeniería. Por

Hernández Martínez, Jorge Enrique Paredes Enciso, Humberto Iván Santiago Reyes, Eder Castañeda Correa, Ángel Adrián Ramírez Méndez

Figura 10. Evaluación del rendimiento de la herramienta en función del incremento de la información de entrada para el análisis.

Creación de valor y optimización de tiempo mediante la automatización de procesos y análisis técnicos en la

ejemplo, determinar el CAAA de los campos y su posible diagnóstico de irrupción de agua; discretizar la información de yacimientos productores en múltiples formaciones para mejorar el entendimiento de los campos o para estimar el volumen original en el caso de no contar con la información.

Nomenclatura

API = American Petroleum Institute

APPY= Análisis Prácticos y Procesos de Yacimientos

Fw = Flujo fraccional de agua

Gp = Volumen de gas acumulado

JSK = Jurásico Superior Kimmeridgiano

Np = Volumen de aceite acumulado

PVT = Presión, Volumen y Temperatura

qo = Gasto de aceite

qg = Gasto de gas

qw = Gasto de agua

RAA = Relación Agua Aceite

RGA = Relación Gas Aceite

ROA = Reserva Original de Aceite

RRA = Reserva Remanente de Aceite

Wp = Volumen de agua acumulado

YNF = Yacimientos Naturalmente Fracturados

Semblanza de los autores

Giddel Hernández Martínez

Referencias

Essley, P. L. Jr. 1965. What is Reservoir Engineering? J Pet Technol 17 (01): 19-25. SPE-920-PA. https://doi.org/10.2118/920-PA.

Mukhanov, A., García, C. A. y Torres, H. 2018. Water Control Diagnostic Plot Pattern Recognition Using Support Vector Machine. Artículo presentado en SPE Russian Petroleum Technology Conference, Moscú, Rusia, octubre 15-17. SPE-191600-18RPTC-MS. https://doi.org/10.2118/191600-18RPTC-MS.

Poston, S. W. y Poe, B. D. Jr. 2008. Analysis of Production Decline Curves. Richardson, Texas, EUA: Society of Petroleum Engineering.

Torres, M. 2016. Aplicaciones VBA con Excel. Lima, Perú: Empresa Editora Macro.

Walkenbach, J. A. M. 2019. Excel VBA Programming, fifth edition. Hoboken, New Jersey, EUA: John Wiley & Sons, Inc.

Ingeniero Petrolero egresado de la Universidad del Istmo Campus Tehuantepec. Trabajó en Iberoamericana de Hidrocarburos S.A. de S.V., como Ingeniero de Yacimientos-Productividad en dos periodos 2013-2015 y 2017-2019. Ingresó al Programa de Inducción para Recién Egresados en Ingeniería Petrolera y Geociencias 2015 impartido en el Instituto Mexicano del Petróleo, (IMP). Trabajó en Pemex como Ingeniero de Yacimientos de 2015-2017 en el Proyecto Delta del Grijalva del Activo de Producción Samaria Luna.

Actualmente, trabaja en Petróleos Mexicanos como Ingeniero de Yacimientos en la Gerencia de Planes de Explotación de la Subdirección Técnica de Exploración y Producción.

Miembro activo de la SPE (Society of petroleum Engineer). Ha participado en las Jornadas Técnicas y el Congreso Mexicano del Petróleo.

Jorge Enrique Paredes Enciso

Ingeniero Petrolero graduado del Instituto Politécnico Nacional. Trabajó en el Instituto Mexicano del Petróleo de 2008-2009. Actualmente trabaja en Pemex como Gerente de Planes de Explotación de la Subdirección Técnica de Exploración y Producción.

Ha participado en el desarrollo de 67 publicaciones técnicas en congresos nacionales e internacionales acerca de Caracterización de Fluidos, Ingeniería de Yacimientos y Simulación Numérica. Desarrolló la herramienta PVTVAL (Software para la validación de estudios PVT), con Certificado de derechos de autor No. 03-2014-060310231500-01 y PVTTools (03-2021-070712084800-01). Miembro activo de la SPE (Society of petroleum Engineer) y CIPM (Colegio de Ingenieros Petroleros de México). Actualmente funge como Presidente del Colegio de Ingenieros Petroleros de México, Sección Villahermosa.

Humberto Iván Santiago Reyes

Ingeniero Petrolero egresado de la Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional Autónoma de México, obteniendo Mención Honorifica. Durante su carrera en la industria privada se ha desempeñado como Field Engineer trainee en el segmento ALS de la compañía Schlumberger y analista de productividad de pozos de la compañía COPISA en el AIPRA. Dentro de PEP se ha desempeñado como Ingeniero de Diseño de Perforación y reparación de pozos del Activo Integral Macuspana-Muspac, Ingeniero de yacimientos del Proyecto Ku-Maloob-Zaap y actualmente como Ingeniero de yacimientos del grupo núcleo de la Gerencia de Planes de Explotación.

Eder Castañeda Correa

Ingeniero Petrolero egresado de la Universidad Nacional Autónoma de México. Profesionalmente durante dos años y medio se desarrolló como Ingeniero de yacimientos en Petróleos Mexicanos, en el área de diseño de explotación, formando parte del “Proyecto de Explotación Delta del Grijalva” en el Activo Producción Samaria Luna.

Posteriormente pasó a ser parte de la Gerencia de Planes de Explotación de la Subdirección Técnica de Exploración y Producción en donde su función es la caracterización dinámica de campos de la Región Sur.

Ángel Adrián Ramírez Méndez

Ingeniero Petrolero egresado de la Universidad Politécnica del Golfo de México. Ingresó al Programa de Inducción para Recién Egresados en Ingeniería Petrolera y Geociencias en 2015.

Es miembro activo de la Society of Petroleum Engineer, SPE y del Colegio de Ingenieros Petroleros de México, CIPM.

Se ha desempeñado como ingeniero de yacimientos en el Activo de Producción-Bellota Jujo de 2015-2019 y actualmente en la Gerencia de Planes de Explotación.

Giddel Hernández Martínez, Jorge Enrique Paredes Enciso, Humberto Iván Santiago Reyes, Eder Castañeda Correa, Ángel Adrián Ramírez Méndez

Caracterización de los fluidos de un yacimiento de gas y condensado, cercano al punto crítico

Ana Belén Cruz Barrera PEP – SPEE

Alfredo León García UNAM

José Luis Bashbush Bauza Schlumberger

Fernando Samaniego Verduzco UNAM

Información del artículo recibido en 2022-revisado-evaluado-corregido y aceptado en abril 2023

Resumen

Clasificar adecuadamente los fluidos como aceite volátil o gas y condensado tiene una implicación importante en el desarrollo de los campos, diseño de instalaciones, cuantificación de reservas y, por ende, el valor económico del hidrocarburo.

Se analiza el caso de un yacimiento cercano al punto crítico al que se le aplicó la metodología para caracterizar los fluidos de los yacimientos petroleros, que consiste en los pasos siguientes: 1. Revisar el acondicionamiento del pozo y el muestreo de los fluidos, 2. Definir la calidad de las muestras, 3. Clasificación de los fluidos, 4. Validación del análisis PVT, 5. Ajuste de los fluidos con la ecuación de estado (EDE) y 6. Revisión de los análisis PVT del campo A y existencia de un gradiente composicional.

En este trabajo se propone una clasificación de los fluidos cercanos al punto crítico, la cual emplea gráficas especializadas; el valor máximo que se tenía para la fracción C 7+ era de 12.5 % mol, ampliándose a 13 % mol, lo que permite una clasificación más apropiada a las características de estas mezclas.

El valor experimental de la fracción mole del C 7+ para el caso de aplicación es de 12.74 % mol, por lo que, con la propuesta anterior, este fluido queda dentro de la clasificación para los yacimientos de México, (León 2012). Finalmente, la composición global promedio calculada clasifica a la mezcla PVT como gas y condensado cercano al punto crítico.

Palabras clave: Fluidos de un yacimiento, gas y condensado, aceite volátil.

Characterization of the fluids of a gas and condensate reservoir, close to the critical point

Summary

The adequate classification of hydrocarbon fluids as volatile oil or gas and condensate has a strong implication in the development of the fields, facility design, quantification of reserves, and therefore the economic value of the hydrocarbon.

The present case of a reservoir close to the critical point was used to test the available classification scheme for compositional fluids; a procedure to which the methodology was applied to characterize the fluids of oil reservoirs is analyzed, in addition, a classification of fluids close to the critical point is proposed, which uses specialized graphics; the maximum value for the C7+ fraction was 12.5 %mol, expanding to 13 %mol, which allows a more appropriate classification for the characteristics of these fluids.

Keywords: Fluids of a gas and condensate reservoir, volatile oil.

Introducción

Los estudios PVT del fluido del yacimiento deben tomarse en cuenta para cualquier análisis del comportamiento del yacimiento, porque influyen en los cálculos del volumen original del campo.

El trabajo presente tiene como objetivo proporcionar pautas y un proceso de flujo que engloba de manera robusta los elementos a considerar; la discusión se ajustará a medida que se tenga un mayor número de muestras del yacimiento.

Se revisó el período del acondicionamiento del pozo, determinándose el comportamiento de: a) gasto de gas, b) gasto de condensado, c) gasto de agua, d) presión en la cabeza y e) presión de fondo fluyendo; las tendencias en todas las variables fueron consistentes y se recuperaron muestras de condensado y gas de superficie para realizar un recombinado y efectuar el análisis PVT.

Las muestras de los fluidos se recibieron en el laboratorio en buenas condiciones; se analizaron y seleccionaron las mejores para realizar el recombinado a partir de los valores medidos en el campo; se realizaron los experimentos siguientes: a) composición original de los fluidos hasta la fracción C 36+, b) expansión a composición constante, c) agotamiento a volumen constante y d) separación en etapas en superficie. Se llev ó a cabo la validación de los procedimientos empleados en laboratorio y de los valores reportados de los experimentos, encontrándose consistentes de acuerdo con los criterios reportados en la literatura 3, 17 .

Se aplicó el procedimiento de validación de las muestras aplicando las técnicas de balance molar a los datos del experimento de agotamiento a volumen constante y la composición original, se calcularon las variables siguientes: a) composición original del condensado, b) la densidad del gas y del condensado, c) el peso molecular del condensado, del gas y de la fracción C7+ y d) el comportamiento de las

constantes de equilibrio contra la presión2. Los resultados indicaron buenas tendencias en todas las variables indicando consistencia en el análisis PVT.

Para realizar el ajuste del experimento PVT con la EDE, se utilizó la EDE de Peng Robinson de tres parámetros, los cuales fueron presión (Pc), temperatura (Tc) del componente C1, la fracción C36+ y los coeficientes de interacción binaria entre el componente C1 y la fracción C36+. Debido a que el fluido está muy cercano al punto crítico, se utilizó la composición original lo más detallada posible, por lo que el ajuste se realizó con la composición original hasta C36+. Se utilizaron los parámetros más representativos de los experimentos de expansión a composición constante, agotamiento a volumen constante y separación en etapas en superficie.

El diagrama de fases simulado corrobora que la temperatura del yacimiento es muy cercana a la temperatura crítica, confirmando que es un fluido muy cercano al punto crítico. El ajuste de los datos simulados y los datos experimentales fue razonablemente bueno, confirmando que se tiene un análisis PVT de buena calidad.

Acondicionamiento de pozo y muestreo de fluidos

Se realizó la toma de las muestras de superficie de condensado y gas para realizar un recombinado y efectuar el análisis PVT, cuando el pozo estaba fluyendo por estrangulador de 3/16 pg, y estaba produciendo con una relación gas-condensado de 574 m3/m3

Se efectuó una prueba de presión – producción en el pozo A-1EXP en agujero descubierto, con objeto de evaluar la formación JSK. Como parte de la revisión del acondicionamiento del pozo, en la Tabla 1 se muestra la variación de los parámetros evaluados durante la prueba de presión – producción, como son: gasto de condensado, gasto de gas, gasto de agua, presión de fondo fluyendo,

Ana Belén Cruz Barrera, Alfredo León García, José Luis Bashbush Bauza, Fernando Samaniego Verduzco

Caracterización de los fluidos de un yacimiento de gas y condensado, cercano al punto crítico , p.p. 162-180

presión de fondo estática, presión en la cabeza, temperatura de yacimiento, temperatura de superficie y relación gascondensado, contra el diámetro del estrangulador. Además, se presenta la presión de fondo fluyendo y la presión de

fondo estática a la profundidad del sensor de presión y a la profundidad del plano de referencia para el pozo A-1EXP, Figura 1.

Con respecto a la presión de fondo fluyendo (Pwf), también se observa una tendencia de estabilización del pozo con valores de Pwf entre 751 y 783 kg/cm2. La densidad del condensado varía entre 37.2 a 44.5 °API. Es importante comentar que existió una diferencia entre los valores de RGC reportados por la compañía que realizó la medición y los valores reportados en campo por el activo; la compañía reporta una variación de la RGC entre 547 a 663 m3/m3, y en campo se presenta una variación entre 574 a 696 m3/m3 como se observa en la Tabla 1 y en la Figura 1.

Revisión de la calidad de las muestras y del análisis PVT

El análisis PVT del pozo A-1EXP, se obtuvo con muestras de condensado y gas tomadas en superficie, ver Tabla 2. Se obtuvieron seis muestras de superficie para análisis composicionales y estudios PVT de comportamiento de fases: tres muestras de gas y tres muestras de líquido del separador primario.

Tabla 1. Prueba de presión producción pozo A-1EXP.

Figura 1. Acondicionamiento del pozo A-1EXP, variación de los parámetros evaluados en la prueba de presión – producción.

Las pruebas efectuadas en las muestras de superficie para validar las muestras de gas y de condensado tomadas en la superficie fueron las siguientes: a) presión de apertura, b) restauración de la muestra, y c) control de calidad.

A las muestras de condensado se les verificaron las propiedades a las condiciones de presión y temperatura de separador, realizándose una prueba de separación flash y se midió la composición del condensado a las condiciones de separación. Las muestras de gas se verificaron registrando la presión de apertura de las botellas porta-muestras y se midió su composición.

Las Tablas 3 y 4 presentan las condiciones de las muestras de gas y de condensado recibidas en el laboratorio; se observa que tanto las muestras de gas como las de condensado se recibieron en buenas condiciones.

Ana Belén Cruz Barrera, Alfredo León García, José Luis Bashbush Bauza, Fernando Samaniego Verduzco

Tabla 2. Resumen de muestras recuperadas.

Tabla 3. Pruebas de calidad de las muestras de gas recibidas en el laboratorio, pozo A-1EXP.

Tabla 2 Pruebas de calidad de las muestras de condensado recibidas en el laboratorio, pozo A-1EXP.

Caracterización de los fluidos de un yacimiento de gas y condensado, cercano al punto crítico , p.p. 162-180

La Figura 2 muestra el comportamiento de la composición original de los fluidos contra el peso molecular de cada componente y la composición original de los fluidos contra

su componente respectivo, el cual es un indicativo de la huella de los fluidos de un yacimiento de gas y condensado.

Adicionalmente se empleó el nomograma de calidad, (Paredes, 2014); esta metodología de control de calidad incluye desde la toma de las muestras del fluido hasta la validación de las pruebas realizadas en laboratorio, logrando establecer los Índices de Calidad (IC) y de Validación (IV), quedando plasmados en un gráfico de control que permite establecer de forma práctica si existe consistencia buena, mala o regular.

Aplicar esta metodología sirve como apoyo para verificar el nivel de calidad de cualquier estudio PVT en función de sus índices, para este caso, se obtienen índices de calidad (IC) de 9.14/10 y de Validación (IV) de 4/4, lo que corrobora que las muestras se tomaron adecuadamente y que los experimentos de laboratorio son consistentes, Figura 3

Figura 3. Control de calidad y consistencia de las muestras y pruebas PVT, pozo A-1EXP.

Figura 2. Comportamiento de la huella y % mol respecto al PM y a los componentes del fluido recombinada del pozo A-1EXP.

Clasificación del fluido

Para realizar la clasificación de los fluidos del pozo A-1EXP, se aplicaron varios criterios propuestos en la literatura: McCain (1990), Méndez (1979), Moses (1986) y Tarek, (2007) como se muestra en la Tabla 5 , incluyendo la clasificación propuesta para los campos de México (León, 2012), el único parámetro que sale de la clasificación es la fracción C 7+ con un valor de 12.74 %; la mayoría de los autores han establecido un límite máximo de 12.5 % mol; el único autor que fijó un límite máximo de 13 % es Cronquist, (1973).

En la base de datos de los autores de este trabajo, el único yacimiento de gas y condensado con mayor porcentaje de la fracción C7+ es el campo Fénix con 12.68 % mol, por lo cual, resulta conveniente ajustar el valor máximo de 13 % para la fracción C7+, como se muestra en la Tabla 5. Este valor resulta congruente con el valor de C7+ más bajo registrado en la base de datos para los yacimientos de aceite volátil, el cual es de 14.49 % mol para el pozo Paredon-11.

En la Figura 4 (izquierda superior) se muestra el comportamiento de la presión de rocío contra la fracción C7+, observándose que se marcan las regiones de gas y condensado, petróleo volátil, petróleo ligero y petróleo negro. El fluido del pozo A-1EXP se encuentra en la zona de gas y condensado en el límite con la zona de petróleo, muy cercano al punto crítico.

La Figura 4 (derecha superior) presenta el comportamiento de la presión de rocío contra la fracción C2-C6, se indican las regiones de gas y condensado, petróleo volátil y petróleo ligero. El fluido del pozo A-1EXP se encuentra en la región de gas y condensado, en la cercanía de la frontera con la zona de petróleo volátil.

Se realizó una clasificación de los yacimientos de gas seco, gas y condensado y gas húmedo (León, 2018), con base en el comportamiento de la relación gas –condensado contra la fracción C7+, Figura 4, (izquierda inferior) se marcan las regiones de gas húmedo, gas seco y gas y condensado, se puede observar que los fluidos del pozo A-1EXP, se encuentran en la zona de gas y condensado.

En la Figura 4 (derecha inferior) se incluye el comportamiento de la relación gas –condensado con respecto a la fracción C1, observándose las regiones de gas húmedo gas seco y gas y condensado, se puede observar que los fluidos del pozo A-1EXP, se encuentran en la frontera de la zona de gas y condensado.

Ana Belén Cruz Barrera, Alfredo León García, José Luis Bashbush Bauza, Fernando Samaniego Verduzco

Tabla 5. Criterios de clasificación de los yacimientos de gas y condensado.

Caracterización de los fluidos de un yacimiento de gas y condensado, cercano al punto crítico , p.p. 162-180

Para definir las fronteras entre el gas y condensado y petróleo volátil, es común utilizar el comportamiento de la relación gas – condensado contra el componente C1 (Pérez, 2006) como se muestra en la Figura 5 (izquierda). Se observa que, en la zona de transición la frontera no está bien definida y se cruzan el C1 de ambos tipos de fluidos gas y condensado y petróleo volátil.

El comportamiento de la zona de gas y condensado y la de petróleo volátil se muestra más definida en la Figura 5 (derecha), la cual representa la relación gas-condensado contra la fracción C7+.

También para comparar la variación de la saturación de condensado contra la presión en los yacimientos de gas y condensado, es común utilizar la relación de la saturación de condensado retrógrado contra presión, en la Figura 6, se ilustra este comportamiento y se compara con otros yacimientos de gas y condensado. El fluido del campo A es de los que presentan una mayor saturación de condensado, corroborando que es un fluido de tipo crítico.

Otro método para clasificar el tipo de fluido es el diagrama ternario, el cual muestra el espectro de fluidos en términos de la composición molar. Para este caso se observa un comportamiento tipo gas y condensado, con la composición molar en la frontera con el petróleo volátil, Figura 7.

Figura 4. Clasificaciones con base en la fracción pesada, intermedios y metano respecto a la presión de rocío y a la RGC.

Figura 5. Fronteras entre gas y condensado y aceite volátil, relación gas – condensado contra el componente C1

El fluido corresponde a un yacimiento de gas y condensado cercano al punto crítico, por lo cual fue adecuado que se tomaran muestras de superficie para realizar un recombinado para efectuar el análisis PVT.

Ana Belén Cruz Barrera, Alfredo León García, José Luis Bashbush Bauza, Fernando Samaniego Verduzco

Figura 6. Comportamiento de la saturación de condensado retrógrado contra la presión, pozo A-1EXP.

Figura 7. Diagrama ternario del fluido A-1EXP, comportamiento tipo gas y condensado cercano al punto crítico.

Caracterización de los fluidos de un yacimiento de gas y condensado, cercano al punto crítico , p.p. 162-180

Validación del análisis PVT

Validación del recombinado. Es conveniente revisar y validar el cálculo del recombinado realizado en el laboratorio para verificar su calidad requerida; se utilizó la técnica de

recombinación matemática, (León, 2016). En la Tabla 6 se tienen los resultados de la composición original calculada y la experimental; se puede observar que en general se tiene un error menor al 5%; los componentes más importantes el C1 y el C36+ presentan errores menores al 1 %.

Tabla 6. Revisión del recombinado matemático.

Validación del experimento de agotamiento a volumen constante. Para validar el experimento de agotamiento a volumen constante se aplicaron las técnicas de balance molar. Existen dos métodos que proporcionan resultados similares (Bashbush,1981), (Whitson, 1983); pero es preferible usar el método de Bashbush por que discute los lineamientos para validar y corregir los análisis PVT.

Para la aplicación del método de Bashbush, primero se revisó que los datos de laboratorio utilizados fueran

consistentes, por lo que se verificó que no hubiera datos anómalos o fuera de tendencia; posteriormente se revisaron la saturación de condensado contra la presión y moles producidas acumuladas contra presión, Figura 8 , posteriormente como se muestra en la Figura 9, se validaron el factor z del gas y de las dos fases contra presión y la composición del gas contra presión; todos los parámetros analizados se observaron consistentes.

Los resultados de la validación del experimento de agotamiento a volumen constante se encuentran en la Figura 10; se muestra el comportamiento de la densidad del gas calculada con balance molar y con la ecuación de estado y la densidad calculada del condensado, comportamiento del factor Z de las 2 fases experimental

y calculado, comportamiento del peso molecular del gas, pesos moleculares del condensado y de la fracción C7+, comportamiento de la composición calculada del condensado y el comportamiento de las constantes de equilibrio contra la presión.

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Figura 8. Saturación del condensado y moles producidos, pozo A-1EXP.

Figura 9. Factores de desviación Z y composición del gas.

Caracterización de los fluidos de un yacimiento de gas y condensado, cercano al punto crítico , p.p. 162-180

Como se observa en todas las gráficas y en especial en el comportamiento de la composición del condensado, Figura 11, la cual muestra consistencia en los valores de

las constantes de equilibrio calculadas, el experimento de agotamiento a volumen constante resultó consistente.

Un punto adicional para evaluar el experimento de agotamiento a volumen constante es comparar la composición del condensado calculada y experimental en la última etapa del experimento de agotamiento a volumen

constante contra la presión; los resultados obtenidos se muestran en la tabla de la Figura 11, en la cual, la composición calculada y experimental resultaron sin desviación.

Figura 11. Cálculo de la composición de la última etapa por balance molar y comportamiento de las constantes de equilibrio, K

Figura 10. Verificación del comportamiento de la prueba de agotamiento a volumen constante.

Ajuste de la ecuación de estado

Cuando se tiene un yacimiento de gas y condensado o petróleo volátil cercano al punto crítico, se debe utilizar la composición original del fluido lo más detallada posible. Por lo tanto, el ajuste de los fluidos se realizó con la composición original del fluido hasta C36+ (ver Tabla 6), y los experimentos de expansión a composición constante, agotamiento a volumen constante y separación en etapas en superficie. Se utilizó la EDE de Peng Robinson de 3 parámetros; los parámetros de regresión fueron presión crítica (Pc) y temperatura crítica (Tc) del componente C1 y de la fracción C36+ y los coeficientes de interacción binaria entre el componente C1 y la fracción C36+.

Se obtuvo un ajuste razonablemente aceptable, en la Figura 12 se muestra el diagrama de fases en la cual se puede notar la cercanía del fluido al punto crítico, y la huella (fingerprint) que caracteriza al fluido se mostró previamente en la Figura 2; en este caso es típica de un gas y condensado de carácter crítico. En la Tabla 7 se incluyen los resultados del ajuste mostrando los valores medidos y simulados de la presión de rocío, densidad del gas a la presión de rocío, relación gas – condensado y densidad del condensado a condiciones estándar.

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Figura 12. Diagrama de fase de presión contra temperatura, pozo A-¡EXP.

Tabla 7. Resultados del ajuste de la EdE, fluido A-1EXP.

Caracterización de los fluidos de un yacimiento de gas y condensado, cercano al punto crítico , p.p. 162-180

Revisión de los análisis PVT del Campo A y existencia de un gradiente composicional

Adicionalmente se tomaron dos análisis PVT más en el campo A, dos en el pozo A-1EXP, los cuales son recombinados y uno realizado empleando muestras de fondo tomadas en el pozo A-1DEL un año después de la segunda muestra; en la Tabla 8, se observa que los análisis PVT no indican diferencias importantes en los datos más relevantes, como

son: a) presión de rocío, b) relación gas - condensado, y c) densidad del condensado en superficie, se tienen diferencias del orden del 2 % o menores. Es conveniente mencionar que estas diferencias se miden con respecto al primer análisis PVT de muestras de superficie del pozo A-1EXP, al cual se revisó su consistencia de una manera muy detallada. Se considera que las diferencias entre los PVTs no deberían ser notables y deberían estar comprendidas dentro del margen experimental o de medición.

En la Tabla 9 se muestra una comparación más amplia de los resultados de los análisis PVT, incluyendo la composición hasta C7+; al confrontar los resultados de los análisis PVT del pozo A-1EXP, donde se tienen dos recombinados, uno realizado por la compañía A y otro por la compañía B, se observan diferencias mayores del 3 % en los componentes N2, C2 y C6, los cuales se comparan con el primer análisis PVT recombinado realizado. Asimismo, en la comparación de ambos PVT del pozo A-1EXP, se observan diferencias

mayores del 3 % en el peso molecular de la fracción C7+, del contenido de intermedios C2-C6, en el valor de Zg a la presión de rocío, en el volumen de condensado a la presión de rocío, y en la viscosidad del gas a la presión de saturación. Parte de estas diferencias podrían ser por procedimientos experimentales, pero más significativamente por las diferentes temperaturas de muestreo reportadas en los separadores al tiempo del muestreo.

Tabla 8. Comparación de los análisis PVT del campo A.

La información mostrada en la Tabla 8, presenta una diferencia – de 20o- 21o C. – para las temperaturas del separador para las dos muestras obtenidas en el Pozo A-1EXP (30o vs. 50o), ambas muestras recuperadas en superficie. Parte de la explicación de ese contraste de composición mostrada en la Tabla 9, podría ser efecto de la temperatura, pues las muestras se obtuvieron con 14 días de diferencia, aunque en ambas ocasiones la presión de muestreo fue ~ 25 kg/cm2

El yacimiento del campo A es profundo, de altas temperaturas e inicialmente sobre-presionado. Los pozos muestran una alta productividad inicial tanto de gas, como de condensado, la profundidad al plano de referencia es de 6,955 mvbnm, con un espesor neto de 185 metros y un relieve estructural de más de 1000 metros.

Las muestras recuperadas se analizaron a las condiciones correspondientes de cada pozo según la profundidad del nivel medio del intervalo productor, NMIP, para lo que se tiene un gradiente geotérmico de 0.019 °C/m con el que se estimaron las temperaturas.

Por buenas prácticas, no se debe asignar una temperatura única a yacimientos de más de 30 metros de relieve estructural. La temperatura debe estar relacionada a una profundidad, con un gradiente determinado. En este yacimiento se considera que hay una variación significativa de la composición y de la temperatura con la profundidad; esta variación es relevante y debe ser considerada en todos los efectos termodinámicos que afectan la explotación de este yacimiento.

Estas características (composición y temperatura) inciden en forma importante en el comportamiento PVT del fluido del yacimiento al aumentar la profundidad; deben tomarse en cuenta para cualquier análisis del comportamiento del yacimiento porque afectan los cálculos del volumen original de condensado y de gas.

El procedimiento de incorporar las variaciones de la composición y la temperatura contra la profundidad es rutinario en los estudios de simulación composicional de este tipo de yacimientos desde hace más de cuatro décadas, cuando presentan un relieve estructural o espesores

Belén Cruz Barrera, Alfredo León García, José Luis Bashbush Bauza, Fernando Samaniego Verduzco

Tabla 9. Resumen comparativo de los análisis PVT del campo A.

Caracterización de los fluidos de un yacimiento de gas y condensado, cercano al punto crítico , p.p. 162-180

superiores a 30 metros. Es importante adquirir suficiente información para su consideración.

Basado en que el flujo del Pozo A se tomó de un agujero abierto de varios cientos de metros y por lo tanto, es una mezcla de varias partes del yacimiento, hay una alta probabilidad que en la parte “inferior” del yacimiento el fluido sea un condensado más rico en componentes C7 a C36+ que la composición global promedio obtenida en el PVT combinado. De ahí la importancia de tomar en el futuro varias muestras con empacadores a profundidades discretas con sus respectivas temperaturas. El yacimiento A tiene un fluido crítico que va de gas y condensado en

la parte superior a un condensado en la parte inferior, probablemente sin contacto claro gas-condensado, sino más bien una transición suave de gas a líquido. O sea, un verdadero fluido crítico.

En las Figuras 13 y 14 se presenta la variación de la presión de rocío, relación gas condensado, densidad relativa, variación de la fracción C1, variación de la fracción C7 y la variación de la fracción C30+ de las muestras obtenidas en agujero abierto y en todos los casos a presiones de yacimiento arriba de la presión de saturación (384.1 kg/cm2). En la Figura 15 se observan la saturación de condensado y las huellas de los tres análisis PVT.

Figura 13. Variación de la presión de rocío, RGC y densidad relativa respecto a la profundidad, campo A.

Debido a que solo se tiene información de tres muestras de dos pozos diferentes, estas gráficas tienen una representatividad limitada; resaltan la necesidad de incrementar considerablemente la recuperación de muestras en este yacimiento y realizar sus análisis PVT.

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Figura 14. Variación del C1, C7+ y C30+ respecto a la profundidad, campo A

Figura 15. Comparación de la saturación de condensado y de las huellas composicionales, campo A

Conclusiones

1. Se revisó la información tomada durante el período de acondicionamiento del pozo, y el muestreo de los fluidos, considerando que fueron adecuados, ya que se obtuvieron las muestras de gas y de condensado en superficie como debe de corresponder a un yacimiento de gas y condensado, a través del estrangulador de diámetro menor.

2. Las muestras de gas y de condensado recibidas en el laboratorio fueron de buena calidad, y se siguieron los procedimientos adecuados para realizar el recombinado.

3. Se revisaron los resultados del análisis PVT en los cuales no se encontraron inconsistencias.

4. El fluido se clasificó como de gas y condensado muy cercano al punto crítico y es el fluido de gas y condensado más cercano al punto crítico de acuerdo con la base de datos de los análisis PVT de los fluidos del país, por lo que es lógico esperar un condensado aún más rico en la parte inferior del yacimiento.

5. Se demostró que las muestras del yacimiento A corresponden a un yacimiento de gas y condensado de tipo fluido crítico, como se ha observado en algunos yacimientos de este tipo tanto en México (Agave, Chiapas Copano, etc.), además de en muchas partes del mundo (Bolivia, Colombia, Venezuela, Mar del Norte, Abu Dhabi etc.), que varían de una fase gaseosa (gas y condensado) en la parte superior a un banco de condensado en la parte inferior y. también es muy probable dada su riqueza que no manifieste un contacto claro gascondensado, sino más bien una transición suave de gas a condensado, es decir un verdadero fluido crítico.

6. Se aplicaron las técnicas de balance molar para revisar la consistencia del análisis PVT, encontrando que los resultados del análisis, en especial el comportamiento de las constantes de equilibrio contra presión, reflejaron un fluido consistente.

7. El ajuste de los fluidos con la EDE, mostraron resultados satisfactorios en las variables involucradas en la regresión la generación del diagrama de estado después de la regresión confirmó el recombinado como un fluido muy rico de gas y condensado, cercano al punto crítico.

8. Se validaron los análisis PVT de los pozos A-1EXP recombinado y A-1DEL muestras de fondo,

obteniendo resultados consistentes acordes a las características del fluido.

9. Se encontró que los análisis PVT existentes en el campo no muestran desviaciones importantes en los datos más relevantes, como son: a) presión de saturación, b) relación gas - condensado, y c) densidad del condensado en superficie, se tienen errores del orden del 2 % o menores.

10. En los análisis PVT de los pozos del yacimiento A, se observan desviaciones mayores del 3 % en el peso molecular de la fracción C7+, del contenido de intermedios C2-C6, en el valor de Zg, en el volumen de condensado y en la viscosidad del gas a la presión de saturación.

11. Se considera que debe determinarse en detalle la variación composicional en el campo A, mediante la obtención cuidadosa de muestras a diferentes profundidades en los pozos futuros, midiendo con precisión las temperaturas correspondientes a la profundidad del intervalo productor de cada muestra, mediante registros de presión de fondo cerrado, para tener mediciones suficientes y determinar correctamente los gradientes composicionales y de temperatura contra profundidad.

12. La alta temperatura del yacimiento A es propicia para ayudar a volatilizar los componentes C5+ que se llegasen a depositar en el yacimiento, especialmente en los anillos alrededor del fondo de los pozos productores

13. Es conveniente revisar los procedimientos de los laboratorios, para verificar los resultados proporcionados por las correlaciones utilizadas para calcular las viscosidades del gas.

Agradecimientos

A Pemex por las facilidades otorgadas para la realización de este trabajo en beneficio de la explotación de los yacimientos de composición variable.

Referencias

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2. Bashbush J. L.: “A method to Determine K values from Laboratory Data and It´s Applications”, SPE 10127, octubre 1981. https://doi.org/10.2118/10127-MS

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4. Cronquist Ch.: “Dimensionless PVT Behavior of Gulf Coast Reservoir Oils”, Journal of Petroleum Technology, Mayo 1973, p 538 – 542. https://doi. org/10.2118/4100-PA

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6. León G.A.: “Apuntes de Clase Fisicoquímica y Termodinámica de los Hidrocarburos”, División de Estudios de Posgrado, Facultad de Ingeniería, UNAM, Ciudad de México, agosto 2016.

7. León G.A., Galvan S. E.E., Samaniego V. F.: “Comportamiento Termodinámico de los Yacimientos de Gas Seco, Gas Húmedo y Gas y Condensado”, Congreso Mexicano del Petróleo 2018, Asociación de Ingenieros Petroleros de México, Acapulco Gro., septiembre 2018.

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10. Moses P.L.: “Engineering Applications of Phase Behavior of Crude Oil and Condensate Systems”,

Journal of Petroleum Technology, Julio 1986, p 715723. https://doi.org/10.2118/15835-PA

11. Paredes, J. E., Perez, R., Perera Perez, L., & Larez, C. J. (2014). “Screening Criteria and Methodology for Quality Check and PVT Selection for Reservoir Studies”. SPE Annual Technical Conference and Exhibition. https://doi.org/10.2118/170695-MS

12. PEP: “A-1EXP Modelo Geológico Integral Campo A”, Activo de Exploración Áreas Terrestres, Coordinación de Caracterización Inicial y Delimitación, Pemex Exploración y Producción, Julio, 2019.

13. PEP: “A-1EXP Ingeniería de Yacimientos”, Activo de Exploración Áreas Terrestres, Coordinación de Caracterización Inicial y Delimitación, Pemex Exploración y Producción, junio, 2019.

14. Pérez H. R., Flamenco L. F.: “Análisis de los Estudios PVT Composicionales en Yacimientos de la Región Sur.”, Preparado para el XLIV Congreso Nacional de la A.I.P.M., Primer Congreso y Exposición Internacional del Petróleo en México, Cancún 2006.

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16. Tarek A.: “Equations of State and PVT Analysis, Applications for Improved Reservoir Modeling”, Gulf Publishing Company, Houston Tx, 2007.

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Ana Belén Cruz Barrera, Alfredo León García, José Luis Bashbush Bauza, Fernando Samaniego Verduzco

Caracterización de los fluidos de un yacimiento de gas y condensado, cercano al punto crítico , p.p. 162-180

Semblanza de los autores

Ana Belén Cruz Barrera

Egresada de la Facultad de Ingeniería de la UNAM, donde obtuvo el título de Ingeniera Petrolera. Durante el periodo 2012-2017 colaboró en el área de Ingeniería de Yacimientos en la Gerencia del Proyecto de Desarrollo Ayatsil-Tekel, posteriormente en 2017 formó parte de la Coordinación del Grupo Multidisciplinario de Diseño del Proyecto ATU en el Activo Integral de Producción KMZ, desde 2019 y hasta la fecha participa en la Gerencia de Caracterización y Evaluación Dinámica de Proyectos Estratégicos de Explotación. Miembro activo de la SPE y del CIPM, Sección Villahermosa.

Alfredo León García

Es Ingeniero Petrolero egresado de la E.S.I.A. del I.P.N. en 1978, distinguido como el Mejor Estudiante de la carrera de Ingeniería Petrolera. Obtuvo el Grado de Maestro en Ingeniería Petrolera por parte de la DEPFI de la UNAM.

Laboró en el IMP, Pemex, Schlumberger y en Grupo R Petróleo y Gas. Ha sido distinguido con la medalla Juan Hefferan (1997) y galardonado con la medalla Lázaro Cárdenas (2002), ambas preseas fueron otorgadas por la A.I.P.M. Actualmente, es Profesor de Asignatura de la DEPFI de la UNAM. Miembro de AIPM., del CIPM y de la SPE.

José Luis Bashbush Bauza

Consultor internacional con más de 50 años de experiencia en la optimización de yacimientos clásticos y carbonatados en toda la gama de fluidos encontrados en yacimientos alrededor del mundo. Cofundador del doctorado de Ingeniería Petrolera en la UNAM.

Trabajó en el IMP, en Pemex y se jubiló de Schlumberger. Se le han otorgado numerosas distinciones como: Premio IMP, Premio Nacional de Ingeniería Petrolera. Miembro Distinguido y de la Legión de Honor de la SPE. Miembro del CIPM, AIPM y actualmente profesor del posgrado en Ingeniería Petrolera de la UNAM.

Fernando Samaniego Verduzco

Realizó sus estudios en la Especialidad de Ingeniería Petrolera, Licenciatura y Maestría en la Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional Autónoma de México, y Doctorado en la Universidad de Stanford, EUA.

Fue Investigador en el Instituto Mexicano del Petróleo, Instituto de Investigaciones Eléctricas y Petróleos Mexicanos.

Actualmente es profesor Titular “C” en la División de Ingeniería en Ciencias de la Tierra de la Facultad de Ingeniería, UNAM.

Optimización de la terminación y explotación basados en el acoplamiento de registros presión-temperatura-RG y la entrada de fluidos yacimiento-pozo

Julio César Terrazas Velázquez Pemex Exploración y Producción

Información del artículo recibido en 2022-revisado-evaluado-corregido y aceptado en abril 2023

Resumen

En el presente trabajo se da continuidad al estudio de interpretación cualitativa de registros presión-temperatura-RG (P-T-RG) para ahora determinar cuantitativamente los gastos de producción de cada uno de los cuerpos disparados, donde se mostrará una metodología que incluye el acoplamiento de la información tomada a través de los registros P-TRG con la información obtenida de las pruebas de presión y evaluaciones petrofísicas, para determinar en conjunto la condición de influjo yacimiento-pozo y asociar producción a los cambios observados en los perfiles P-T.

Se presentan diferentes ejercicios en los cuales se observa la interrelación de las distintas variables como son: temperatura, presión, propiedades de los fluidos (densidad, viscosidad, relación de solubilidad, etc.), permeabilidad, saturación de agua, daño, etc., los cuales influyen directamente en el flujo de los fluidos del yacimiento al pozo y dentro del pozo cuando se tiene abiertos a producción dos o más intervalos, y a través de modelos se determina de forma cuantitativa el porcentaje de producción de cada uno de los intervalos disparados, asociarlos a los gradientes de presión y temperatura que se miden a través de los registros tomados. Con base en el acopamiento de toda la información y la generación del modelo para cada pozo, se proponen acciones específicas que permitan optimizar la terminación de los pozos a través de terminaciones selectivas, la selección adecuada del diámetro del estrangulador y con ello maximizar el factor de recuperación de los yacimientos en explotación, a través de los intervalos propuestos.

Palabras clave: Temperatura, productividad de pozos, análisis cualitativo y cuantitativo, gradientes de temperatura, densidad, registros de presión-temperatura-RG, terminación de pozos.

Optimization of completion and production based on the coupling of pressure-temperature-RG logs and the input of reservoir-well fluids

Abstract

In the present work, the study of qualitative interpretation of pressure-temperature-RG (P-T-RG) records is given continuity to now quantitatively determine the production costs of each of the shot bodies, where a methodology that includes the coupling of the information taken through the P-T-RG records with the information obtained from the pressure tests and petrophysical evaluations, to jointly determine the reservoir-well influx condition and associate the changes observed in the P-T profiles with production.

Different exercises are presented in which the interrelation of the different variables is observed, such as: temperature, pressure, fluid properties (density, viscosity, solubility ratio, etc.), permeability, water saturation, damage, etc., which directly influence the flow of fluids from the reservoir to the well and within the well when two or more intervals are open to production, and through models the percentage of production of each of the shot intervals is quantitatively determined, associate them to the pressure and temperature gradients that are measured through the records taken. Based on the

Optimización de la terminación y explotación basados en el acoplamiento de registros presión-temperatura-RG y la entrada de uidos acimiento ozo, .

collection of all the information and the generation of the model for each well, specific actions are proposed to optimize the completion of the wells through selective completions, the adequate selection of the choke diameter and thereby maximize the factor of recovery of the deposits in exploitation, through the proposed intervals.

Keywords: Temperature, well productivity, qualitative and quantitative analysis, temperature gradients, density, pressure-temperature-RG logs, well completion.

Introducción

En pozos que producen de manera conjunta en dos o más unidades de flujo, es conveniente determinar cuantitativamente el influjo de los intervalos disparados con el propósito de evaluar los cuerpos productores, para maximizar la explotación de los pozos. Una variable considerada para evaluar el aporte de fluidos es la temperatura, la cual es un parámetro que ayuda a identificar zonas con flujo, o de aporte bajo. Los registros de presióntemperatura de alta resolución, son una herramienta que ayuda a identificar aquellas variaciones que son imperceptibles de una forma convencional.

Con la información de la temperatura se infiere cualitativamente el aporte de fluidos del yacimiento al pozo, determinado el gradiente a lo largo de la sección del yacimiento o bien de los intervalos disparados, información a la que se le incluye el gradiente de presión para cotejar las mediciones realizadas; sin embargo, unas variables adicionales que se incluyen para evaluar el influjo del yacimiento al pozo se basan en la información petrofísica de cada uno de los yacimientos o cuerpo disparados, siendo la permeabilidad y saturación las principales, adicionando los datos de presión determinados para cada yacimiento y las propiedades de los fluidos producidos, como son la densidad del aceite, viscosidad, relación de solubilidad, etc.

La información de la temperatura se acopla con la de presión y su gradiente respectivo, y en conjunto con la medición se determinan los cambios en producción reflejados tanto en T como . n esas ariaciones se com aran las di erentes respuestas con modelos integrales que consideran el fluido, las propiedades petrofísicas de la formación y la terminación

detallada del pozo generando un perfil de presión (sintético) el cual debe reproducir el perfil de presión registrado (real) con lo que se calibra el modelo y entonces permita estimar de manera discreta el porcentaje de entrada (contribución) del fluido de cada uno de los cuerpos, ajustado a los gastos medidos en superficie.

A través del análisis integral se generaron modelos y se determinaron diversas condiciones de flujo, como lo son: zona de mayor gasto de líquidos, intervalos que presentan baja producción y su incremento ante condiciones más favorables. Con base en estos resultados se proponen acciones para mejorar la productividad del pozo y optimizar su terminación actual, o planificar la producción de pozos futuros análogos. La respuesta del perfil de presión (cuantitativamente) debe corresponder a la respuesta del perfil de temperatura (cualitativamente).

Desarrollo

Caso 1

El pozo C-3146 que de acuerdo con la evaluación petrofísica presentó oportunidad en cinco cuerpos, los cuales se dispararon y fracturaron; posterior a las fracturas se abrieron todos a producción conjuntamente. Como parte de la evaluación, se realizó la toma de información para determinar cualitativa y cuantitativamente la condición de flujo de cada uno de los intervalos. En la Figura 1 se presenta el registro P-T de este pozo, en el cual se muestran las pistas de temperatura, derivada de temperatura, presión y densidad.

En la Figura 2 se presenta un acercamiento al cambio del perfil de presión por ambos estranguladores a aprox., 1780 md, lo que se refleja en el cambio de densidad indicando la presencia de fluidos diferentes al pazo por el intervalo.

Figura 1. Registro P-T-RG pozo C-3146.

Figura 2. Acercamiento al perfil de presión y cambio de densidad intervalo inferior.

Optimización de la terminación y explotación basados en el acoplamiento de registros presión-temperatura-RG y la entrada de uidos acimiento ozo, . . 181 192

El registro P-T se realizó por estranguladores de 5 y 6 mm, observándose movimiento principalmente en C-A, C-B y C-E. Para el estrangulador de 6 mm, se observa un gradiente de presión menor con respecto al estrangulador de 5 mm debido a la liberación de gas e igualmente se aprecia un

incremento de temperatura con un estrangulador de 6 mm en la parte superior, lo que indicaría un mayor flujo.

Durante la toma de información, simultáneamente el pozo fue medido por dos diámetros de estrangulador 5 y 6 mm, teniendo:

Como se puede observar en la Tabla 1, el pozo respondió favorablemente al cambio de estrangulador duplicando el gasto total y observando en el registro de presióntemperatura cambios a lo largo de la sección registrada y frente a los intervalos disparados, teniendo principalmente mayor temperatura por el estrangulador de 6 mm.

Una vez determinada la condición de producción del pozo, se hizo el análisis para discretizar la entrada de aceite y agua en los cinco intervalos disparados, para lo cual se utilizó la información del registro presión-temperatura y los valores de presión de yacimiento determinados en las pruebas mini frac y/o fall off que se muestran en la Tabla 2.

Se generó el modelo considerando los parámetros mencionados y el perfil de permeabilidad y saturación de la evaluación petrofísica, considerando las propiedades

de los fluidos producidos. En la Tabla 3 se presentan las propiedades petrofísicas de los cuerpos probados.

1. Datos de medición del pozo C-3146.

Tabla 3. Propiedades petrofísicas de los cuerpos probados.

En la Figura 3 se presenta el perfil de permeabilidad proporcionado, con el cual se determina el promedio que es un insumo para la generación del modelo.

En la Figura 4 se presenta el perfil de presión que se generó con el modelo, el cual se compara con el perfil de presión que se obtuvo con el registro, y es lo que se considera como punto de ajuste para definir que el modelo utilizado es el adecuado, ya que reproduce el perfil de presión medido. En este caso se generaron los perfiles de presión para el fujo de 5 y 6 mm respectivamente (líneas en color rojo),

y como se podrá observar, ambos representan los perfiles medidos. Las líneas azules son las presiones determinadas en las pruebas y son parte del insumo en el modelo para la generación del perfil y como se podrá observar, se tienen diferentes presiones en cada cuerpo que van en el rango 1900-2900 psi.

Figura 3. Perfil de permeabilidad.

Optimización de la terminación y explotación basados en el acoplamiento de registros presión-temperatura-RG y la entrada de uidos acimiento ozo, . .

Una vez cotejados los perfiles de presión medido vs modelo se generan demás gráficas donde si indican los perfiles de entrada de flujo para cada uno de los intervalos disparados. Para este caso, el modelo utilizado consideró el flujo fraccional del agua que se estaba registrando en la superficie para cada uno de los estranguladores utilizados. En la Figura 5 se presenta el gasto de entrada por 5 y 6 mm

de flujo instantáneo a través de los intervalos disparados, notando de primera instancia la mejor respuesta en C-E, posteriormente en C-C y en C-A, en este caso el espesor del cuerpo C-E impacta directamente en la repuesta del modelo. Se hace notar que cuando aumenta el gasto (estrangulador 6 mm), las respuestas cambian incrementando el influjo de cada intervalo.

Figura 4. Perfil de presión generado del modelo para estrangulador de 5 y 6 mm.

Figura 5. Gasto de entrada por cuerpo para estrangulador de 5 y 6 mm.

Con el conjunto de toda la información y una vez cotejado el modelo con la presión medida, se generaron los perfiles de flujo de todos los intervalos disparados con el propósito de determinar la condición de flujo de cada uno de ellos y cotejarlos con la respuesta de la temperatura y el gradiente de ésta. La Figura 6 muestra el perfil de entrada de flujo del yacimiento al pozo en los cinco intervalos disparados, en los cuales se determina el gasto de aceite y agua para cada uno y por ende el porcentaje de aporte con respecto al

total de la corriente de flujo. Se presentan los perfiles para los gastos de producción de líquidos que se obtuvieron por los diámetros de estrangulador de 5 y 6 mm y así mismo se observa el perfil discretizado de producción a lo largo de la sección. Al incrementar el gasto, se observa una mejora en el aporte de producción de aquellos intervalos que presentan una condición menos favorable con respecto a las mejores como el C-B y C-D.

En las Tablas 4-7 se muestra un comparativo de los resultados de producción obtenidos para cada intervalo (cuerpo productor) cuando el pozo fluye por 5 y 6 mm

observando la discretización y en total obteniendo el gasto medido en superficie resultado del acoplamiento de toda la información disponible y medida. Cuerpo Aporte agua (bpd)

mm 6 mm

C-A 16 29

C-B 8 38

C-C 17 38

C-D 6 15

C-E 51 101 Cuerpo

mm 6 mm

C-A 26 40

C-B 15 51

C-C 31 51

C-D 10 20

C-E 99 145

Figura 6. Gasto de entrada discretizado por cuerpo para estrangulador de 5 y 6 mm.

Tablas 4-7. Comparativa de resultados para ambos gastos medidos pozo C-3146.

Optimización de la terminación y explotación basados en el acoplamiento de registros presión-temperatura-RG y la entrada de uidos acimiento ozo, . .

Finalmente, para este caso, en la Figura 7 se representa de manera gráfica para estranguladores de 5 y 6 mm, el perfil de producción en la sección donde se encuentran todos los intervalos disparados observando el flujo multifásico. El agua es producto del fluido de fractura. Cabe hacer mención que también fue considerada la relación de solubilidad inicial del fluido. Se tiene la presencia de gas a partir del cuerpo C-C hasta C-A. Este perfil de producción permite definir la

terminación del pozo indicando que puede ser selectiva considerando el influjo de cada uno de los pozos y teniendo flexibilidad cuando se tenga la presencia más fuerte de un fluido indeseado. Así mismo, se observa que para mejorar la condición de flujo y beneficiar a aquellos intervalos que presentan una condición menos favorable es conveniente ampliar el estrangulador como es el caso del C-B en el cual se aprecia con un mayor gasto.

Caso 2

Para el caso 2, se hizo el procedimiento similar al caso 1. Un pozo nombrado A-41 presentó oportunidad en 7 unidades de flujo de acuerdo con la evaluación petrofísica de lo que el igual número de intervalos fueron disparados distribuido en 6 cuerpos. Durante la evaluación de cada uno de los intervalos, se les realizó un análisis minifrac para determinar el nivel de presión de yacimiento, entre otros parámetros.

En la Tabla 8 se muestran los resultados de las evaluaciones minifrac. Como se podrá observar, se realizaron cuatro fracturas, la número 1 se realizó de manera conjunta en dos formaciones y tres intervalos, la número 4 se realizó en dos formaciones y dos intervalos, las otras dos se hicieron de manera independiente con un solo intervalo cada una,

por lo que las presiones determinadas en las fracturas 1 y 4 se asociaron a los dos yacimientos en las que tuvieron influencia. Los análisis determinaron datos de presión contrastantes con rango de Pws de 1754 a 3125 psi.

Figura 7. Representación gráfica del perfil de producción del flujo multifásico por estrangulador de 5 y 6 mm.

Tabla 8. Presiones determinadas de minifrac pozo A-41.

Para evaluar la condición de flujo de todos los cuerpos se tomó un registro P-T-RG, el cual se muestra en la Figura 8, considerando pozo cerrado y con un estrangulador pequeño (4 mm) para identificar la condición dinámica fluyendo debido a que la producción del pozo era mínima. La línea verde muestra la respuesta con el pozo cerrado y en azul con el pozo abierto. Como se podrá observar, las respuestas fueron muy parecidas tanto en presión como temperatura y sus respectivos gradientes. Con el pozo cerrado no se

observa un perfil de temperatura estable, lo que indica que existe movimiento a lo largo de la sección que se asocia a un flujo cruzado, al abrir el pozo, se presenta un incremento en la temperatura, pero básicamente paralelo al perfil cerrado lo que indica movimiento de fluido (bajo gasto) y el mismo flujo cruzado. Este fenómeno también se aprecia claramente en el gradiente de temperatura.

El objetivo de la toma de información fue evaluar esos contrastes y asociarlos a las presiones determinadas de las pruebas minifrac e identificar porque la baja productividad del pozo y definir la influencia de todos los intervalos abiertos a producción considerando las propiedades petrofísicas de cada una de las unidades de flujo y las propiedades de los fluidos. Con base en lo

mencionado, se realizó el acoplamiento de la información del registro presión-temperatura con un modelo para determinar la mejor condición de flujo para producir el pozo. En la Figura 9 se presenta el perfil de presión que se tendría cuando no hay flujo.

Figura 8. Representación gráfica del perfil de producción del flujo multifásico por estrangulador de 5 y 6 mm.

Optimización de la terminación y explotación basados en el acoplamiento de registros presión-temperatura-RG y la entrada de uidos acimiento ozo,

Como se podrá observar el perfil cerrado que se generó con el modelo, se ajusta al perfil registrado. Se presentan las diferencias de presión para cada uno de los intervalos disparados. Con base en el modelo y en lo observado en el perfil de presión con pozo cerrado, se tiene que la mayor diferencia de presión se da en el cuerpo C-80, para los cuerpos C-90, C-85 y C-70 la diferencia es mínima pero positiva; sin embargo, para C-65 y C-60 crece una diferencia negativa. El comportamiento de entrada por unidad de flujo también refleja esos cambios. Todas estas variaciones se reflejan en el perfil de temperatura que se tomó. Bajo

este escenario se percibe que se presenta el flujo cruzado teniendo que los cuerpos C-65 y C-60 son los que están admitiendo, razón por la que no se logró la estabilización.

Ahora bien, con el fin de evaluar la condición del pozo fluyendo, también se tomó el registro, en este caso se tuvo un gasto de producción muy bajo (+/- 25 bpd); sin embargo, el objetivo se cumplió para comparar ambos perfiles. En la Figura 10 se presenta el perfil de presión para el gasto mencionado.

C-60

C-65

C-70

C-80

C-85

C-90

C-90

Figura 9. Perfil de presión gasto 0 bpd y comportamiento por cuerpo disparado.

Figura 10. Perfil de presión gasto 25 bpd y comportamiento por cuerpo disparado.

Como se ha podido observar, el perfil de presión del modelo reproduce el perfil registrado con el P-T, la Pwf frente a los cuerpos C-60 y C-65 sigue siendo mayor que la respectiva Pws, por lo que en estos dos cuerpos se sigue presentando el flujo cruzado. Para el resto de los intervalos disparados la Pws > Pwf, sobresaliendo la condición de flujo del C-80. Comparando el registro tomado vs los resultados obtenidos de modelo se entiende la respuesta del perfil

de temperatura, por lo que se buscó la alternativa para alcanzar una condición favorable que permitiera mejor la condición de flujo dentro del pozo.

En la Figura 11 se muestra la respuesta del modelo considerando la propuesta de intervención para asegurar el fujo del fondo hasta la superficie y evitar el flujo cruzado.

Con base en los análisis realizados, se observa que la condición de flujo de todos los cuerpos mejora alcanzando una producción total de al menos 150 bpd. El perfil de presión indica que las pws > pwf, no se presenta flujo cruzado

y sobre todo, se tiene una discretización de producción de los cuerpos al pozo. En la Tabla 9 se muestra la condición que se tendría con la propuesta.

Figura 11. Perfil de presión gasto 150 bpd y comportamiento por cuerpo disparado.

Tabla 9. Condiciones esperadas Qo 150 bpd.

Optimización de la terminación y explotación basados en el acoplamiento de registros presión-temperatura-RG y la entrada de uidos acimiento ozo, . .

El gasto se alcanzaría, con la implementación de un SAP y una terminación selectiva.

Conclusiones

• La metodología presentada en este trabajo permite discretizar la producción de cada uno de los intervalos abiertos, cuando se tienen al menos dos estratos disparados en el pozo, siempre y cuando se cuente con la información de presión de cada uno y con la evaluación petrofísica, además, de las propiedades de los fluidos, en conjunto con el acoplamiento de la información de los registros de presión-temperatura.

• Al conocer los gastos de cada intervalo abierto a producción y tomar información de forma periódica, se puede dar seguimiento al comportamiento de producción de cada uno, y estimar con mayor certeza la producción acumulada para cada estrato/yacimiento, lo que permitirá realizar los análisis correspondientes y evaluar los factores de recuperación y/o reservas.

• Con los resultados obtenidos se tiene la posibilidad de: optimizar la terminación del pozo, permitiendo aislar zonas que pueden fungir como ladronas y mejorar la productividad de los pozos.

Semblanza del autor

Julio César Terrazas Velázquez

Ingeniero Petrolero por el Instituto Politécnico Nacional.

• Se pueden generar diversos escenarios de manera inmediata, que permiten la toma oportuna de decisiones.

Referencias

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Beggs, H. D. 2003. Production Optimization Using NODAL™ Analysis, second edition Tulsa, Oklahoma, EUA: OGCI and Petroskills Publications.

Kappa. 2012. Emeraude: Production Log Interpretation Software Version 2.60.12

NETool™ Well Simulator, Version 5000.0.3.1. 2014. Houston, Texas, EUA: Halliburton Landmark Software & Service.

Terrazas Velázquez, J. C. 2022. La Temperatura como Variable en la Productividad de Pozos. Ingeniería Petrolera 62 (3): 116-127.

Maestro en Ingeniería, especialidad Ingeniería de Producción de Hidrocarburos, Facultad de Ingeniería UNAM.

En diciembre de 2004 ingresó a Pemex, laborando en la Coordinación de Diseño del Activo Integral Veracruz.

De febrero de 2009 a enero 2020 trabajó en PEP en el Grupo Diseño de Explotación del Activo de Producción Veracruz.

De enero de 2020 a la fecha trabaja en el Centro de Estudios Región Norte.

Ha participado como expositor en diferentes foros como el CMP, CIPM, AIPM.

Rodrigo Portillo Pineda

Luis

Lauro Villanueva Gonzalez

Verónica Alicia Muñoz Bocanegra

Rolando

Heberto Peterson Rodríguez

Pemex Exploración y Producción

Información del artículo: recibido en 2022-revisado-evaluado-corregido y aceptado en marzo 2023

Resumen

En la provincia geológica Cinturón Plegado Akal se observaron evidencias estratigráficas de erosiones, ausencias y acuñamientos de secuencias depositadas durante el Mesozoico. Por medio de una sección restaurada se observó la relación estrecha entre la dinámica de la tectónica salina y la progradación de las secuencias Jurásicas sobre los cuerpos de sal, que constituían altos estructurales preexistentes. Así mismo se observa (de acuerdo a los estadios restaurados), que al momento del depósito muchas de las secuencias se depositaron parcialmente o no se depositaron sobre algunos flancos de diapiros. Lo anterior confirma la hipótesis que la actividad alocinética de los cuerpos de sal preexistentes, controlaron el depósito de las secuencias Jurásicas y probablemente las secuencias del cretácicas parcialmente.

Adicionalmente a los resultados de la restauración, fue posible observar los efectos de la deformación (pulsos de acortamiento regional evento del Paleógeno y Neógeno), cuyas evidencias principales se manifiestan en colapsos de diapiros, emplazamiento de sal alóctona y basculamiento de flancos, evidenciando que algunos bajos estructurales actuales, fueron altos al momento del depósito.

Palabras clave: Tectónica salina, Mesozoico, Cinturón Plegado Akal, secuencias Jurásicas, evidencias estratigráficas, erosiones.

Abstract

In the Akal Fold Belt geological province, evidence of erosions, gaps and wedging of sequences deposited during the Mesozoic were observed and interpreted. By means of a restored section it was possible to observe the dynamic relationship of the salt tectonics and the Jurassic sedimentary deposits on the salt bodies, which constituted pre-existing structural highs.

Likewise, it was observed (according to the restored stages) that at the time of deposit many of the sequences were partially deposited or there was no deposit on the flanks of the active diapirs. This confirms the hypothesis that the allokinetic activity of the pre-existing salt bodies controlled the deposition of the Jurassic sequences and probably partially the Cretaceous sequences.

“Tectónica salina”, actividad e influencia en las secuencias depositadas durante el Mesozoico

“Salt tectonics”, activity and influence on the Mesozoic sequences

Additionally, it was also possible to observe the effects of deformation, caused by regional events (Palaeogene and Neogene events), whose main evidence is manifested in diapir collapses, emplacement of allochthonous salt and tilting of flanks, showing that some current structural lows, were previously high at the time of deposit.

Keywords: Salt tectonics, Mesozoic, Akal Fold Belt, Jurassic sequences, stratigraphic evidence, erosions.

Introducción

De acuerdo con la clasificación de cuencas petroleras, la zona de estudio está ubicada dentro del área comprendida como Cuencas del Sureste, Figura 1.a. Esta porción incluye actualmente áreas marinas del Golfo de México, así como de varios sectores terrestres zonificados en diferentes provincias y/o dominios, Figura 1.b

La línea sísmica A-A’ interpretada en este trabajo se ubica dentro del sector Cinturón Plegado Akal, el cual se caracteriza por presentar diversas estructuras plegadas en la dirección preferencial NE-SW y dando como resultado numerosos ejes de pliegue con dirección NW-SE perpendiculares al vector de acortamiento tectónico, Figura 1.b.

La selección de la sección restaurada tuvo como objetivo principal, entender la evolución tectónica-sedimentaria del Jurásico Superior, considerando que el régimen tectónico durante ese periodo fue de tipo extensional y estuvo asociado a la apertura del Golfo de México. De esta manera se contaba con una cuenca salina extensional donde predominaban ambientes sedimentarios de rampa asociados a una rampa-estructurada (Brun y Ford 2011; Flügel, 2006; Portillo-Pineda et al. 2017; Wright y Bruchette, 1998). Por lo tanto, la línea sísmica A-A’ en dirección NWSE representa la dirección de extensión gravitacional activa durante el Jurásico superior, Figura 1.b-c

Figura

Ubicación del área de estudio, a) Mapa regional de localización, b) zonificación de la línea utilizada en este trabajo dentro del Cinturón plegado Akal y c) Interpretación de la línea A-A’ con 5 pozos de correlación, (PEMEX 2017).

Sección restaurada (A-A’) en la dirección de estructuración durante el Jurásico Superior, (NE-SW)

La sección interpretada, tiene una longitud de 15.2 km y alcanza una profundidad de 9 km. La interpretación sísmica se realizó en profundidad PSDM, Figura 2.b. La correlación se realizó a partir de cinco pozos, de los cuales se interpretaron: secuencias del Cuaternario (1), Neógeno (6), Paleógeno (3) y del Mesozoico (9), ver Figura 2.a-b.

Normalmente para la restauración de una sección se requiere de alrededor de 13 secuencias, en esta restauración

se trabajó con 19, ya que se integraron límites de secuencias establecidos a partir del análisis de facies sísmicas, para las secuencias del Jurásico Superior con el objetivo de diferenciar las facies carbonatadas de las siliciclásticas, lo cual implicó un mayor detalle y control de las facies sin-sedimentarias respecto a la dinámica de los cuerpos de sal activos. Por ejemplo: la secuencia denominada SB_1 (correlacionable con las facies tempranas del Kimmeridgiano (cabe señalar que ningún pozo ha cortado aún esta secuencia), se asoció con clinoformas y/o sigmoides correspondientes a depósitos del tipo complejo de bancos, Figura 1.c

Evento de deformación del Mesozoico (ED1): se desarrollaron dos diapiros o almohadas y una cuenca primaria

Evento de deformación Paleógeno (ED2): se registró una contracción tectónica regional y localmente se desarrollaron movimientos laterales con extensión ocasionando que la cuenca primaria se invirtiera y se desarrollara una estructura tipo tortuga Se emplazó una sábana de sal

Evento de deformación Neógeno Mioceno Medio-Mioceno Tardío (ED3): durante este evento contraccional se re-deformaron las estructuras del ED1 y se deformaron las estructuras del ED2 La estructura de tortuga vuelve a colapsar por movimientos laterales, ocasionando la soldadura de los diapiros

Evento de deformación Neógeno Plioceno Temprano-Reciente (ED4): se desarrollaron fallas extensionales solo en las secuencias del Neógeno

El estilo estructural que presenta actualmente esta sección es el resultado de varias etapas de deformación. En primera instancia se observan en el Mesozoico diferencias en el espesor de sus distintas unidades estratigráficas. Algunas de ellas muestran cambios laterales de delgados a gruesos, indicando la asociación de los primeros con diapiros activos de sal, que actualmente están colapsados. Otro

rasgo observado es, en el Paleógeno existen depocentros rellenados por la secuencia del Oligoceno, caracterizados por incrementos de espesor en estas zonas asociadas con los diapiros colapsados, además se interpreta el emplazamiento de un cuerpo de sal alóctona sobre esta secuencia, indicador sin-cinemático típico del evento del Paleógeno (D2) presente en la cuenca, Figura 3

Rodrigo Portillo Pineda, Luis Lauro Villanueva Gonzalez, Verónica Alicia Muñoz Bocanegra, Rolando Heberto Peterson Rodríguez

Figura 2. Sección restaurada A-A’; a) Dirección en planta de la sección teniendo como base la cima del Cretácico superior; b) Interpretación de la sección en paleta de grises; c) Interpretación en paleta blanco y negro para resaltar los rasgos sismoestratigráficos; d) Resultado final de la interpretación con polígonos, (Pemex 2017).

nica salina , actividad e in uencia en las secuencias de ositadas durante el Mesozoico, . . 193

Figura 3. Sección restaurada: ED1- Mesozoico/CRTL. Diapirismo activo y formación de cuencas primarias; ED2- Paleógeno/ OGNL. Colapso de diapiros; Plegamiento; Emplazamiento de sal (fuera de línea) y expansión de la secuencia de Oligoceno; ED3-Neógeno/PLCI. Máximo acortamiento regional (perpendicular a esta sección). Se observan expansiones de los depósitos sin-cinemáticos (Mioceno superior y Plioceno inferior); ED4- Cuaternario. Etapa actual, con procesos de evacuación y colapso de diapiros por sobrecarga sedimentaria. Generando extensión, fallas normales y basculamiento de secuencias.

La evidencia del pulso de acortamiento tectónico del evento Chiapaneco (D3), se ve reflejado en el paquete del Mioceno superior, ya que presenta variación en su espesor a lo largo de la sección, indicando que el depósito fue contemporáneo a la estructuración, Figura 3.

Por último, se observa un patrón de fallas normales que cortan a las secuencias más recientes, las cuales están relacionadas al evento D4, ver tabla de eventos, Figura 2.b y Figura 3.

Modelo conceptual estructural

De acuerdo con la integración regional plasmada en el mapa de provincias estructurales, Figura 1.b, la porción conocida

como Cinturón Plegado Akal actualmente se caracteriza por presentar dominios estructurales de pliegues alargados en la dirección NW-SE, esta deformación afecta hasta las secuencias del Mioceno superior y en algunas porciones al Plioceno inferior (Cruz-Mercado et al., 2011). Sin embargo, al observar secciones perpendiculares a esta deformación a lo largo de todo el Cinturón Plegado, se vislumbra una deformación más antigua y generada a partir de un régimen extensional, caracterizada por la formación de rollers, almohadas y en algunos casos diapiros (Sánchez-Rivera et al., 2011).

El área de estudio donde se trazó la sección A-A’ indica que, en esta porción de la cuenca, originalmente existió un mayor espesor de sal autóctona, de acuerdo con el arreglo estructural actual (diapiros colapsados), y con los resultados

obtenidos de la restauración. De esta manera se plantea la hipótesis que a lo largo de todo el Cinturón Plegado Akal existieron variaciones en los espesores iniciales de sal, mismos que condicionaron los estilos estructurales posteriores (eventos de deformación D1, D2 y D3).

Para demostrar la diferenciación de espesores, se realizó el ejercicio de integrar los productos finales de 13 secciones restauradas, para ello se tomaron los datos de los espesores de la capa salina restaurada para el estadio del Calloviano en tres diferentes puntos a lo largo de cada sección. Dando

como resultado una configuración regional de espesores iniciales de sal autóctona que refleja el final del depósito salino, en la Figura 4 la Configuración regional de espesores iniciales de sal autóctona para el Calloviano. Las líneas rojas representan las trazas de secciones restauradas donde se obtuvieron los datos de espesores. De acuerdo con la configuración resultante se observa que los espesores varían desde 600 m (donde inicialmente fue más delgada) hasta 4000 m para las zonas más profundas de la cuenca. Cabe mencionar que, para la zona de estudio, la línea A-A’ tienen un espesor inicial de 3600 m.

Poniendo en contexto el concepto anterior y haciendo uso de tres secciones interpretadas (A-A’, B-B’ y C-C’ Figura 5,

a) Sección A-A’ implica un estilo por tectónica salina con diapiros actualmente colapsados; b) Sección B-B’ línea donde se observan almohadas de sal y bloques basculados re-deformados y c) Sección nororiental del Cinturón plegado donde se observan bloques rotados y un diapiro activo), se demuestra que para las zonas donde inicialmente se depositó un espesor delgado de sal ( 600 m) predominan estilos estructurales de bloques rotados y rollers de sal.

Para las zonas donde el espesor inicial fue moderado ( ~ 1300 m) el estilo resultante, son almohadas de sal y bloques basculados, Figura 5.c. Mientras que para las zonas del Cinturón Plegado donde el espesor inicial de sal fue muy potente ( 3600 m) predominaron estilos estructurales de diapiros de sal. Relacionado a esta condicionante se justifica, que esta última zona sea el área donde actualmente más volumen de sal emplazada hay dentro del todo el Cinturón Plegado de Akal, Figura 5.a

Rodrigo Portillo Pineda, Luis Lauro Villanueva Gonzalez, Verónica Alicia Muñoz Bocanegra, Rolando Heberto Peterson Rodríguez

Figura 4. Configuración regional de espesores iniciales de sal autóctona para el Calloviano.

Influencia del diapirismo en la formación de complejos de bancos, durante el Jurásico Superior (Evento D1)

A partir del trabajo de restauración, se hizo un análisis comparativo de los estadios restaurados del Kimmeridgiano, con respecto a una sección de correlación estratigráfica, que tenía como objetivo observar la influencia de los diapiros activos y su relación con las secuencias sedimentarias alrededor de ellos, así como explicar el gran desarrollo de espesor de estas secuencias, confinado a las mini cuencas primarias. La sección estratigráfica se correlaciona entre los pozos: 2, 3 y 4 y todos reportaron facies marino someras carbonatadas, correspondientes a complejos de bancos, constituidos por peloides, y ooides, con gran cantidad de re-depósitos de facies más someras, Figura 6, a. Mapa de localización de la línea restaurada sobre la cima del Kimmeridgiano; b) sección restaura durante el JSK; c) sección de correlación estratigráfica; d) restauración del estadio restaurado para la secuencia SB_1.).

Desde el punto de vista de microfacies sedimentarias, el Kimmeridgiano fue dividido en 3 niveles (JSK-1, 2 y 3), para el pozo 4 el complejo de bancos se encuentra dentro de la subdivisión del JSK-3. Mientras que para el pozo 3 los bancos se encuentran dentro del subnivel JSK-2 y para el pozo 2 los bancos están dentro del paquete JSK-1. Este arreglo estratigráfico se interpreta como una “progradación de las facies”, en función del movimiento temprano de la sal que condiciono el depósito de las mismas.

Al comparar la sección de correlación estratigráfica con la sección restaurada en el estadio del Kimmeridgiano, se observa que todos los pozos están asociados a tres distintas cuencas secundarias separadas por los diapiros activos. Además, se observa que el pozo 2 corta las facies JSK y el límite de secuencia SB (Presente solo en este extremo de la sección), mientras que los pozos 3 y 4 cortan las facies.

(PEMEX, 2009 en CNH, 2014).

2017).

2018). (PEMEX, 2009 en CNH, 2014).

Figura 5. Ejemplo de los diferentes estilos estructurales por extensión a lo largo del Cinturón Plegado Akal, generados durante el Jurásico Superior.

JSK, SB_1, Figura 6.b. Si posteriormente se compara el estadio restaurado de la secuencia SB_1 (intervalo donde se interpretaron patrones sigmoidales, asociados con facies de complejos de bancos), se observa que tanto los bancos que reportaron los pozos: 3 y 4 se encuentran dentro de esta secuencia y por lo tanto, se considera que durante el depósito de esta secuencia, predominaron ambientes muy someros en toda la cuenca. De esta manera se interpreta, si el pozo 2 se profundizara es muy posible que corte la secuencia SB_1 y por consiguiente encuentre complejos de bancos, Figura 6.b

Influencia del diapirismo durante el depósito de las secuencias del Cretácico, (Evento D1)

Para el análisis del Cretácico, se utilizaron los pozos 2, 3, 4 y 5, los cuales fueron calibrados estratigráficamente con datos de pozo, Figura 7.c. La correlación estratigráfica fue del pozo 3 con el pozo 2 (separados 5 km entre ellos), destacando que en el pozo 2 se encuentran presentes todas las subdivisiones temporales del Cretácico, mientras que en el pozo 1 hay ausencias parciales y totales de algunas secuencias: Campaniano, Coniaciano y Cenomaniano.

Esto indica que las secuencias ausentes en el pozo 1, no se depositaron y/o están acuñadas entre ambos pozos, Figura 7. Se muestran las correlaciones de los pozos que cortaron el Cretácico (b), resaltando que los pozos asociados a las zonas de cuenca (zonas más bajas) es donde se reportan la presencia de la mayoría de los pisos, mientras que para los pozos relacionados con los flancos del diapiro es donde los pozos reportan más usencias y erosiones (b-c).

La segunda figura es una tabla estratigráfica de los pozos 4 y 5 enfocada al Cretácico y sus divisiones, en ella destacan las zonas de ausencia y presencia, indicando que en ésta se registraron cambios y/o variaciones en el ambiente de depósito, así mismo se generaron condiciones de erosión evidenciadas por discordancias, Figura 7.c.

Al integrar y relacionar los datos estratigráficos a la sección restaurada, para el estadio del Cretácico se observa que los pozos 5 y 3 (pozos que cortaron todos los pisos), corresponden a un ambiente de cuenca, mientras que los pozos donde se reportan ausencias de pisos (2 y 4), se relacionan con diapiros activos, es decir, estas zonas fueron altos estructurales, susceptibles a la erosión, ver Figura 7.d.

Rodrigo Portillo Pineda, Luis Lauro Villanueva Gonzalez, Verónica Alicia Muñoz Bocanegra, Rolando Heberto Peterson Rodríguez

Figura 6. Relación de los estadios restaurados para el Kimmeridgiano con respecto a la sección de correlación estratigráfica.

Por último, en la Figura 7.b, se presenta un acercamiento de la zona de los diapiros activos, donde se observa que en el extremo derecho de la sección el Cretácico se encuentra acuñado, mientras el extremo más grueso de la cuña se relaciona con la activación de una falla normal, el extremo delgado se relaciona con la pared del diapiro. Dentro de esta cuña es visible que una porción del Cretácico inferior se depositó en ambos flacos del diapiro, a excepción de la cresta, esto se interpreta como una discordancia de tipo erosional, destacada por una línea punteada de color rojo, Figura 7.b También se observa que el Cretácico medio (término usado solo en Pemex), se acuña hacia el flanco del diapiro (de acuerdo con el pozo 5), lo mismo sucede para el Cretácico superior (Ks). Estos rasgos estratigráficos se interpretan como la relación directa entre el crecimiento paulatino del cuerpo salino con los depósitos sin-sedimentarios.

Efectos del evento de acortamiento regional durante el Paleógeno (D2)

De acuerdo a la restauración realizada, el Eoceno marca el límite activo de los diapiros, ya que todo el Paleoceno se encuentra acuñado y erosionado hacia los altos estructurales, mientras que el Eoceno colmata todas las cuencas preexistentes, Figura 8. a), mapa de localización, b)

línea sísmica actual, c) línea perpendicular en la dirección del acortamiento tectónico, d) restauración del Oligoceno (después del pulso de contracción) y e) estadio previo a la deformación). Posteriormente durante el Oligoceno se activó un cambio en el régimen de esfuerzos regionales, plegando y acortando a las secuencias previamente depositadas con un vector preferencial NW-SE, conocido comúnmente como el evento del Paleógeno (D2).

Los efectos generados a partir de la incidencia del evento D2, sobre las secuencias previamente depositadas son muy relevantes, puesto que en este tiempo es cuando los diapiros colapsan y las cuencas son plegadas, invirtiendo de esta manera la posición de los altos y bajos estructurales, Figura 8.d. A su vez, este evento tectónico también provoca mucha movilidad de sal, generando nucleaciones de sal en estructuras plegadas, cierre de alimentadores de diapiros, colapso de estructuras, adelgazamiento y emplazamiento de sal sobre la secuencia del Oligoceno, Figura 8.c-d

Otra característica, a destacar dentro del mismo proceso de colapso de diapiros, es aquel donde los flancos se bascularon formando nuevos depocentros, que al mismo tiempo generaron espacio de acomodo para la secuencia del Oligoceno (capa sin-sedimentaria a la deformación del evento D2), resultando así que esta secuencia presente diferencias en su espesor durante su depósito, Figura 8.d

Figura 7. Restauración del Cretácico.

Efectos del evento de acortamiento regional durante del Neógeno (D3)

Después del emplazamiento de sal alóctona y del deposito del Mioceno medio, se registra un segundo pulso de acortamiento durante el Mioceno superior, que de acuerdo con las relaciones estratigráficas observadas en línea interpretada y a los estudios regionales, esta deformación se le denomina: evento Chiapaneco D3 (Cruz-Mercado et al., 2011; Sánchez-Rivera et al., 2011).

Los efectos del evento D3, en la dirección de línea interpretada, se ven reflejados principalmente por el

crecimiento en el espesor de la secuencia del Mioceno medio asociado a fallas normales. También en la evacuación de sal alóctona y formación de soldaduras horizontales (en el Oligoceno), así como en el colapso progresivo de los diapiros asociados a la movilidad de sal autóctona. Las fallas normales que cortan el Mesozoico relacionadas a los colapsos, se conectan con las nuevas fallas normales que cortan el Cenozoico y forman a su vez una zona de acomodo lateral, Figura 9. a) mapa de localización y dirección de la línea restaurada; b) Sección actual interpretada; c) Restauración del Mioceno Tardío y d) Estadio previo a la deformación).

Rodrigo Portillo Pineda, Luis Lauro Villanueva Gonzalez, Verónica Alicia Muñoz Bocanegra, Rolando Heberto Peterson Rodríguez

Pozo-4 Pozo-3 Pozo-2 Pozo-1

Plegado Jackson et al,

Oligoceno Tardío

de cuerpos salinos

Sección en la dirección de acortamiento tectónico

Hudec y Jackson 2012

Figura 8. Evolución de la sección restaurada, del Eoceno al Oligoceno tardío, edad del evento de deformación regional ( D2).

Posteriormente, durante todo el Cuaternario, se observan expansiones de los espesores depositados (principalmente en el Plioceno medio) asociados a fallas normales con despegue en el Oligoceno y generadas por la influencia y efecto del evento regional de extensión D4, cuyo rango de edad oscila entre el Plioceno inferior hasta la actualidad, Figura 9.b-c.

Conclusiones

De acuerdo con los resultados obtenidos en este trabajo, se sustenta la hipótesis planteada en varios estudios regionales previos: los procesos de tectónica salina controlaron la sedimentación e influyeron localmente en la determinación de los ambientes de depósito; de esta manera se demuestra que la actividad temprana de sal durante el Mesozoico (proceso de down building) influye directamente en el depósito, condicionando la presencia, ausencia, acuñamientos y erosiones de las secuencias sin-sedimentarias.

De acuerdo al análisis y resultados de este trabajo, al integrar las observaciones estructurales y estratigráficas, sale a relucir que es posible tener un potencial económico por lo menos referente a la calidad de roca almacén en

secuencias del Kimmeridgiano inferior en esta porción del Cinturón Plegado Akal, ya que algunos pozos llegaron a cortar secuencias de alta energía (bancos oolíticos) y otros muy cercanos se quedaron “cortos” muy probablemente de haber profundizado más hubieran cortado esas mismas secuencias y espesores.

Agradecimientos

A Pemex Exploración, y específicamente al grupo de estudios regionales por dejar ser parte del grupo de trabajo y afrontar un nuevo reto técnico.

A Rolando Peterson, por su apoyo técnico, moral y enseñanza impartida durante todo el tiempo que llevo en la institución, así como el tiempo que duró el estudio.

A Luis Lauro Villanueva González y Verónica Alicia Muñoz Bocanegra, por su colaboración en el estudio estratigráfico y análisis de facies, complemento para este trabajo.

A mis compañeros de estudios regionales de todas las disciplinas, ya que cada uno aporta la parte que le corresponde para que el entendimiento de la cuenca cada vez prospere más.

Figura 9. Evolución de la línea restaurada del Mioceno Medio al Mioceno tardío, edad del evento de deformación regional ( D3).

Rodrigo Portillo Pineda, Luis Lauro Villanueva Gonzalez, Verónica Alicia Muñoz Bocanegra, Rolando Heberto Peterson Rodríguez

Referencias

Brun, J. P. y Fort, X. 2011. Salt Tectonics at Passive Margins: Geology Versus Models. Marine and Petroleum Geolgy 28 (6): 1123-1145.

https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2011.03.004

Comisión Nacional de Hidrocarburos. 2015. Golfo de México, Cuencas del Sureste: Aguas Someras.

Cruz-Mercado, M. A., Flores-Zamora, J. C., León-Ramírez, R. et al. 2011. Salt Provinces in the Mexican Portion of the Gulf of Mexico—Structural Characterization an Evolutionary Model. Gulf Cost Association of Geological Societies Transactions 6: 93-104.

Escalera Alcocer, J. A. y Hernández Romano, U. 2009. Provincias Petroleras de México. WEC México.

Flügel, E. 2010. Microfacies of Carbonate Rocks: Analysis, Interpretation and Application, second edition. Heidelberg, Alemania: Springer.

Semblanza de los autores

Rodrigo Portillo Pineda

Hudec, M. R. y Jackson, M. P. A. 2012. The Salt Mine: A Digital Atlas of Salt Tectonics. Austin, Texas, EUA: Bureau of Economic Geology, Jackson School of Geoscience, University of Texas at Austin.

Portillo Pineda, R., Peterson Rodríguez, R. y Corral Arzola, D. 2017. Rampa Estructurada, Influencia en el Ambiente Sedimentario Durante el Jurásico Superior, Porción Pilar de Akal. Congreso Mexicano del Petróleo, Puebla, Pue., México, junio 7-10.

Sánchez Rivera, R., Cruz Mercado, M. A., Reyes Tovar, E. et al. 2011. Tectonic Evolution of the South Gulf Salt Province in the Gulf of México. Gulf Coast Association of Geological Societies Transactions 61: 421-427.

Wright, V. P. y Burchette, T. P. 1998. Carbonate Ramps: An Introduction. En Carbonate Ramps, eds. V. P. Wright, T. P. Burchette, 1-5. London: Geological Society, Special Publications, No. 149.

Maestro en Ciencias, Geología Estructural y Tectónica por el Centro de Geociencias de la UNAM. Geólogo egresado de la ESIA del Instituto Politécnico Nacional.

Actualmente se desempeña como analista e intérprete estructural en Pemex Exploración y Producción en estudios de cuencas y nuevos prospectos.

Luis Lauro Villanueva González

Maestro en Ciencias en Geología egresado de Alemania Federal, estratígrafo y sedimentólogo, desde del 2004 labora en Pemex Exploración y Producción.

Verónica Alicia Muñoz Bocanegra

Ingeniera Geóloga egresada de ESIA Ticomán IPN, con 16 años de experiencia en Pemex.

Rolando Heberto Peterson Rodríguez

Ingeniero Geólogo por la Universidad Autónoma de Nuevo León y Maestro en Ciencias por la misma.

Intérprete y especialista en Geología Estructural en Pemex desde el año 2002. Actualmente líder de proyectos de estudios regionales.

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Libros

Bourdet, D. 2002. Well Test Analysis: the Use of Advanced Interpretation Models. Amsterdam: Elsevier.

Artículos

Hernández García, M.A. 2011. Desarrollo del Campo Cauchy: Caso de Éxito en la Región Norte. Ingeniería Petrolera LII (2): 19-35.

Soliman, M.Y., Miranda, C. and Wang, H.M. 2010. Application of After-Closure Analysis to a Dual-Porosity Formation, to CBM, and to a Fractured Horizontal Well. SPE Prod & Oper 25 (4): 472-483. SPE-124135-PA. http://dx.doi. org/10.2118/10.2118/124135-PA

Conferencia, reunión, etc.

Al-Khalifa, A.J. y Odeh, A.S. 1989. Well Test Analysis in Oil Reservoirs with Gas Caps and/or Water Aquifers. Artículo SPE 19842, presentado en: SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, octubre 8-11. http:// dx.doi.org/10.2118/19842-MS

Tesis

Pérez Martínez, E. 2011. Estudio de Conificación de Agua en Yacimientos Naturalmente Fracturados. Tesis de Maestría, UNAM, Programa de Maestría y Doctorado en Ingeniería, México, D.F.

Miguel Hernández, N. 2002. Scaling Parameters for Characterizing Gravity Drainage in Naturally Fractured Reservoir. PhD dissertation, University of Texas at Austin, Austin, Texas.

PDF (en línea)

Secretaría de Energía. Dirección de Planeación Energética. 2011. Balance Nacional de Energía 2010. http://www.sener. gob.mx/res/PE_y_DT/pub/2011/Balance%20Nacional%20 de%20Energía%202010_2.pdf (descargado el 1 de febrero de 2010).

Normas

NRF-005-PEMEX-2000. Protección Interior de Ductos con Inhibidores. 2000. México, D.F.: PEMEX, Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

Software

Eclipse Reservoir Engineering Software. 2005. Schlumberger, http://www.slb.com/content/services/software/resent/

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